К оглавлению

УДК 553.98(575.4)

 

© В. И. Ермолкин, Е. И. Сорокова, С. И. Голованова, 1991

Раздельный прогноз и газоносности в глубокопогруженных пластах Юго-Восточной Туркмении

В. И. ЕРМОЛКИН, Е. И. СОРОКОВА, С. И. ГОЛОВАНОВА (МИНГ)

Дифференцированное прогнозирование зон нефте- и газонакопления наиболее эффективно при условии совместного исследования палео и современной фазовой зональности УВ. Ведущая роль в нефтегазообразовании отводится температурному фактору, однако зоны генерации жидких и газообразных УВ четкими температурными порогами не обладают. Если верхний порог генерации нефти трактуется всеми исследователями более или менее однозначно 60-70 °С, то нижний по мере обнаружения залежей УВ в глубоких недрах в области высоких температур постепенно поднимался от 150 до 180 °С и выше.

Фактору давления в процессе преобразования ОВ большинство исследователей также отводят большую роль, но учитывают его в значительной степени абстрактно, без взаимосвязи с температурой. Между тем пластовое давление действует на преобразование ОВ в неразрывной связи с температурой, и, если это учитывать, можно объяснить широкий температурный (65-230 °С) диапазон образования жидких УВ. Трудность выявления закономерностей образования УВ в глубоких недрах с позиций термодинамики заключается в том, что в области развития сверхгидростатических пластовых давлений (СГПД) параметры (глубина, температура и давление) связаны нелинейной зависимостью, а это не позволяет определить четкие глубинные и температурные рубежи генетических фазовых зон УВ.

Решить эту проблему можно с помощью модели генетической фазовой зональности УВ (рис. 1), приведенной в координатах Т °С (палео) - Кс (коэффициент СГПД). Модель построена на обширном фактическом материале (более 600 газовых, нефтегазовых, нефтяных, газоконденсатных и газоконденсатнонефтяных залежей основных нефтегазоносных регионов мира). Установлено, что на больших глубинах в условиях СГПД палеотемпературы близки к современным [3], и эта генетическая модель отвечает аккумуляционной. С ее помощью можно также определить степень катагенетической преобразованности ОВ под влиянием температур и давлений, что наиболее наглядно наблюдается в кайнозойских отложениях.

Производящий потенциал нефтегазоматеринских свит этого возраста, имеющих большую мощность и погруженных на значительную глубину, как правило, реализуется в регионах с высокой скоростью осадконакопления. Эти скорости в новейшее время и их гравитационное уплотнение способствуют возникновению СГПД. Поскольку СГПД сформировались в последней фазе тектогенеза в течение небольшого отрезка времени, то, вероятней всего, они сохранились до настоящего времени. Одновременно с давлениями в этих отложениях нарастали температуры, и в течение 10-20 млн. лет они достигли 200 °С и более. Повышенные температуры значительно ускоряют процесс генерации УВ, а аномально возрастающие давления тормозят деструкцию ОВ и регулируют температуру процесса в сторону жидкого или газообразного состояния УВ.

Так, в Западно-Кубанском прогибе кумекая и майкопская нефтегазоматеринские свиты кайнозойского возраста погружены на глубину до 5,5 км [5]. Максимальные температуры здесь достигают 165-176 °С, Кс 1,5-1,6. Преобразованность ОВ соответствует стадии катагенеза МК3. На глубине 4,5-5 км в термобарической обстановке при Т 165 °С и Кс 1,5 возможна генерация нефти и первичных газоконденсатов, в более глубокой части разреза (Н 5,5 км, Т 176 °С, Кс 1,6) объемы генерации жидкой фазы УВ возрастают (см. рис. 1, а, 1).

В Предкарпатском прогибе на аналогичных глубинах при температурах, близких к 140 °С, и Кс 1,4-1,5 в кремнеземных образованиях манилитовой свиты кайнозоя, обогащенной ОВ, стадии катагенеза соответствует МК2. Более низкая степень катагенеза ОВ по сравнению со степенью катагенеза в Западно-Кубанском прогибе объясняется пониженными (на 30-40 °С) температурами при относительно близких значениях Кс. На глубинах же, превышающих 5 км, с ростом температур нефтематеринский потенциал должен был возрасти. Термобарические условия в интервале 5-6 км благоприятны для генерации нефти (см. рис. 1, а, 3).

В пределах внешней части Мексиканского залива в миоценовых отложениях Галф-Коста на глубине 4,5 км Т 130 °С, Кс 1,45. Это зона генерации нефти (см. рис. 1, а, 4). Нельзя не согласиться с авторами [5], что в данном регионе на глубине 5 км наблюдается лишь начало интенсивной генерации УВ, о чем убедительно свидетельствуют залежи нефти, приуроченные к глубине 6,5 км и характеризующиеся температурами 200-230 °С.

Труднее проследить совместное влияние температур и давлений на процессы генерации УВ в пределах молодых и особенно древних платформ, что связано со сложностью реставрации палеодавлений и их изменениями в различные этапы геотектонического развития. Так, например в Биикжальской скважине, пробуренной в восточной прибортовой зоне Прикаспийской впадины, в интервале 4-6 км стадия катагенетического преобразования ОВ терригенных каменноугольных отложений относительно небольшая и соответствует МК2-МК3. Прикаспийская впадина, главным образом ее восточная часть, имеет низкое термальное поле, характерное для древних платформ. В Биикжальской скважине на глубине 5,7 км современные температуры не превышают 120 °С, палеотемпературы близки к современным, Кс 1,7. По всей вероятности, генерация нефтяных УВ в карбоновых отложениях произошла до возникновения в них СГПД [4]. В обстановке гидростатических давлений температура 120 °С определяет оптимальные условия генерации жидких УВ (см. рис. 1, а, 5). Относительно небольшие температуры, а также появившиеся СГПД, затормозившие дальнейший процесс преобразования ОВ, предопределили низкие стадии катагенеза.

Не менее интересные данные о замедленном катагенетическом преобразовании РОВ в палеозойских отложениях (кембро-ордовик) древних платформ получены в скважине Берта-Роджерс в прогибе Анадарко Западного Внутреннего бассейна (США). Недра прогиба от недр Прикаспийской впадины отличаются высокой прогретостью. В скважине Берта-Роджерс температура на забое достигает 252 °С. На глубинах 7,5 и 8,5 км соответственно 200 и 231 °С.

По данным Л.С. Прайса, показатель отражения витринита в интервале 4,3-7,1 км колеблется от 1,09 до 1,36 %, что отвечает стадиям катагенеза МК3 - МК4. На глубинах 8,6-9,2 км битумный коэффициент равен 5,3-13,5, отмечена также значительная концентрация УВ С15+высш., что свидетельствует об их термической устойчивости к высоким температурам. В этой же скважине на глубине 9,4 км в кембро-ордовикских отложениях свиты арбакл обнаружена залежь метанового газа с содержанием этана до 0,1 %. Все эти данные опровергают сложившиеся представления о термальном разрушении УВ в древних глубокопогруженных и высокопрогретых отложениях.

Существует мнение, что в пределах древних платформ на глубинах более 5 км жидкая фаза УВ отсутствует, и не столько из-за температур, превышающих 150 °С, сколько из-за длительности их воздействия (до 200 млн. лет), способной привести к деструкции ОВ и УВ. С позиций авторов, преимущественное развитие газообразных УВ на древних платформах на глубинах более 5 км связано не с длительностью воздействия температур, а с превышениями пластовых давлений над гидростатическими. СГПД увеличивает температуру, при которой могут протекать процессы преобразования ОВ в жидкие УВ. На древних платформах, за исключением некоторых регионов, Кс обычно небольшие (1,2-1,3). При температуре 150 °С они уже не обеспечивают генерацию жидких УВ. По-видимому, прогиб Анадарко является исключением. Палеотектоническая история развития прогиба, его замкнутость и геотермичность позволили сохранить в течение длительного времени высокие давления (Кс до 1,85), которые, по данным нашего прогноза, могли способствовать образованию жидкой фазы УВ на глубине 7-7,5 км при температурах, превышающих 200 °С (см. рис. 1, а, 6).

Иная картина наблюдается на древней Сибирской платформе в зонах траппового магматизма Тунгусского региона, связанного с кембрийскими и верхнепалеозойскими образованиями, где температура достигает 200 °С.

По результатам исследований О.В. Барташевич [1], РОВ пород тунгусской серии проходит все стадии катагенетической превращенности до графитизации включительно и на каждой стадии генерирует газ и битуминозное вещество специфического состава. Мы склонны это явление связывать с импульсивным сверхбыстрым ростом температур и значительно замедленным нарастанием давлений в нефтегазоматеринских свитах. В этом регионе давления, как правило, не превышают гидростатические и при высоких температурах не способны затормозить процессы деструкции ОВ (см. рис. 1, а, 7).

На юге Сибирской платформы (Непско-Чонский мегасвод и Ангаро-Ленская моноклиналь) вдали от трапповых интрузий палеотемпературы в рифей- вендских и нижнекембрийских отложениях на глубине 2,5-4,2 км составляли 65-110°С, давления не превышали гидростатические (см. рис. 1, а, 8, 9). Эти термобарические условия характерны для нефтеобразования [2].

Ниже приведен раздельный прогноз нефте- и газоносности верхнеюрских, нижнемеловых и в отдельных случаях нижне-среднеюрских отложений Юго-Восточной Туркмении, включающей Мургабскую впадину Туранской плиты, Бадхыз-Карабильскую ступень и зону ее сочленения с Предкопетдагским прогибом.

Верхнеюрский комплекс состоит из подсолевых карбонатных отложений келловей-оксфорда и надсолевых отложений верхней части титонского яруса (беурдешикский и мургабский горизонты), разделенных мощной толщей соленосных пород кимеридж-титона. Нижнемеловой комплекс представлен терригенными валанжинскими, готеривскими (шатлыкский горизонт), реже барремскими отложениями.

С надсолевыми и подсолевыми отложениями верхней юры в Мургабской впадине связана основная часть прогнозных ресурсов газа и конденсата, а также потенциальная возможность выявления залежей нефти. В неокомском комплексе газовая зона распространена на севере Мургабской впадины (месторождения Еланы, Байрамали, Сейраб, Учаджи, Чамчаклы, Елкуи, Бешкызыл и др.), газоконденсатная - на юге (Шатлык, Теджен, Восточный Теджен, Моллакер, Шоркель и др.). Последняя протягивается в Предкопетдагский прогиб и охватывает его восточную часть. В верхнеюрском комплексе (надсолевые и подсолевые отложения) вдоль Репетек-Келифской шовной зоны и Мургабского глубинного разлома вытянута нефтяная зона. На запад от нее наблюдаются газоконденсатногазовая, а на восток - газоконденсатнонефтяная зона (рис. 2).

Газоконденсатные скопления Мургабской впадины и Предкопетдагского прогиба развиты в диапазоне глубин 3,3-4,7 км и приурочены к большому числу стратиграфических подразделений (готерив, валанжин, титон, келловей-оксфорд). Распределение конденсатных залежей (1 -14 в таблице) по глубинам и горизонтам зависит в основном от термобарических условий. Глубина залегания их играет подчиненную роль. Пороговые значения температур (см. рис. 1), необходимые для образования газо- конденсатной зоны, составляют 120-150 °С при гидростатических давлениях. С ростом коэффициента СГПД до 1,5 температуры могут достигать 180°С. Именно такие термобарические параметры характеризуют газоконденсатные залежи, указанные в таблице. Но благоприятные сочетания температур и давлений могут возникать на разных гипсометрических уровнях в зависимости от палеотектонического развития региона. В приведенных месторождениях, невзирая на возраст и глубину залегания, продуктивны те горизонты, в которых возникают сочетания температур и давлений, необходимые для образования газоконденсатов.

В зоне Сандыкачинских прогибов, сопряженной с юго-восточной центриклиналью Предкопетдагского прогиба, продуктивность неокомских и верхнеюрских отложений наблюдается в интервале глубин 3,3-4,7 км. На меньших глубинах из-за неблагоприятных термобарических условий скопления газоконденсата маловероятны. На глубинах более 5 км возможны газовые залежи. В этом районе интерес представляют Новая Чаача, Шорбогаз, Кесеяб, Шордепе, Раходж, Южная Дурнали и др.

В Мургабской впадине в ортогональной системе Репетек-Келифского и Мургабского глубинных разломов прогнозируется нефтяная зона, в пределах которой продуктивными предполагаются карбонатные надсолевые отложения титонского яруса и карбонатные подсолевые отложения келловей-оксфордского ярусов. Перспективность надсолевых юрских отложений, отделенных мощной толщей соленосных пород от подсолевых, связывается в первую очередь с тем, что они обладают собственным высоким генерационным потенциалом. В карбонатных фациях титона в пределах описываемой зоны наблюдаются повышенные концентрации (до 1,8 %) ОВ преимущественно сапропелевого типа, фоссилизированного в осадках, что позволяет судить о величине генерационного потенциала пород (400 г/см3). В групповом составе УВ количество масляной фракции колеблется от 52 до 70 %, что говорит не только о различии долей липидной и углеводно-белковой составляющих, но и изменении степени катагенеза от МК2 (Западный Утемерген) до МК3 (Южная Иолотань). Значительные количества перемещенных битумов (b до 17 %) внутри титонских нефтематеринских пород и изолированность их от келловей-оксфордских и нижнемеловых отложений позволяют определить нефтеносность, сингенетичную вмещающим отложениям, что находит подтверждение в специфике УВ-состава, наследуемого от материнского ОВ (реликтовые УВ).

Корреляция УВ в системе сингенетичное ОВ (скв. 1 Южная Иолотань) - нефть (скв. 6 Южная Иолотань) - нефть (скв. I-II Западный Утемер- ген) установила наличие тесной генетической связи, которая проявилась в количественном распределении н-алканов. Особенности молекулярно-массового распределения н-алканов (фракция менее 200 °С) характеризуют УВ Южной Иолотани как легкую нефть конденсатного типа, а их количественное распределение в Западном Утемергене типично для нефтяных флюидов, сингенетичных вмещающим отложениям.

В титонских отложениях, распространенных в районе Мургабского глубинного разлома, нефтяные скопления могут быть встречены на глубине около 3,5 км (Т 122-145 °С, кс 1,3-1,5) (см. рис. 1, б, 10, 11). В келловей-оксфордских отложениях на глубинах 4-5 км прогнозируются как нефтяные, так и газоконденсатные скопления (Т 140-180 °С, кс 1,35-1,9) (см. рис. 1, б, 12, 13). Высокоперспективна в отношении жидких УВ Майская площадь. Здесь зона затухания нефти по термобарическим параметрам фиксируется в более глубоких горизонтах (4,5 км).

В шовной зоне Репетек-Келифского разлома на площадях Кели, Шарапли, Утемерген и других жидкие УВ можно ожидать в интервале глубин 3,5-4,3 км при Т 120-145 °С и кс 1,45-1,75 (см. рис. 1, б, 14, 15).

К востоку от нефтяной зоны на территории Мургабской впадины в ареале развития соленосных отложений также предполагаются открытия скоплений УВ в титонских и келловей-оксфордских отложениях, но соотношение жидкой и газообразной фаз в разрезе здесь несколько иное. Изучение характера геохимической зональности накопления и преобразования ОВ выявило ряд специфических особенностей. Степень катагенной превращенности ОВ по разрезу исследуемого района изменяется от MK1 до МК4. Определен высокий выход жидких УВ, что связано с сапропелевым типом ОВ. Однако величина этого показателя не превышает 180 г/м3, лишь в рифовых фациях возрастает до 450 г/м3. Наряду с нефтяными УВ возможны первичные газоконденсаты (самостоятельный продукт преобразования ОВ), появление которых обусловлено влиянием высоких стадий катагенеза (МК4) на ОВ, лишенное липидных компонентов. При сопоставлении УВ-состава ароматических УВ фракции 150-350 °С в одновозрастных титонских отложениях на площадях Южная Иолотань и Яшлар устанавливается следующая закономерность. В зоне более высокого катагенеза (Яшлар) содержание моноароматических структур увеличивается до 56 %, а в составе полиароматических УВ выявлены сероорганические соединения. Геохимические различия описываемых зон (нефтяной и газоконденсатнонефтяной) находятся в прямой зависимости от термобарической обстановки. Термобарические параметры газоконденсатнонефтяной зоны (Яшлар) свидетельствуют о границе раздела нефти и первичных газоконденсатов. В районе Яшларского вала (площади Яшлар, Молодежная, Пионерская, Каритли и др.) в титонском надсолевом комплексе на глубинах 4-4,5 км при Т 140 °С и кс 1,5 ожидаются газоконденсатнонефтяные скопления. В келловей-оксфордских отложениях на глубинах 5,5-6 км при Т 165-180 °С и Kc 1,65-1,7 предполагаются также газоконденсатнонефтяные скопления, но с преобладанием жидкой фазы (см. рис. 1, б, 16, 17). Изучение геохимических и термобарических условий позволяет также прогнозировать открытие скоплений жидких УВ в погруженных подсолевых карбонатных отложениях восточной части Мургабской впадины (площади Санды- качи, Дашуюк, Гышкуи, Щирамкуи, Шахмола и др.).

В пределах Бадхыз-Карабильской ступени преимущественно развиты газоконденсатные скопления, приуроченные к готеривским, барремским и нижне-среднеюрским отложениям. Прогнозируются они и в келловей-оксфордских отложениях. По сравнению с Мургабской впадиной и зоной сочленения ее с Предкопетдагским прогибом здесь они залегают на более высоком гипсометрическом уровне (см. таблицу), потому что благоприятные сочетания температур и коэффициентов СГПД наблюдаются в интервале глубин 2,8-3,3 км. Причем при тех же коэффициентах аномальности, что и на погруженных структурах, температуры здесь понижены на 25-30 °С. В связи с этим снижается возможность превращений конденсатов. При повышенных кс (до 1,2-1,3) и температурах 120 °С возможны небольшие скопления нефти и нефтяные оторочки в газоконденсатных залежах (см. рис. 1, б, 17-19).

Данный район характеризуется благоприятной геохимической обстановкой для образования УВ. Исходное содержание ОВ 0,9-1,12 %. Изменение количественного выхода ХБА от 0,005 до 0,08 % и битумного коэффициента (b) от 6 до 8 % позволило судить о величине генерационного потенциала 80-170 г/м3.

Преобразованность РОВ верхнеюрских отложений соответствует стадиям катагенеза МК2-МК3. Анализ индивидуального состава реликтовых УВ (скв. 1 Арнаклыч, интервал 4100-4200 м) свидетельствует о сапропелево-гумусовом типе исходного ОВ, о чем говорит ярко выраженный бимодальный характер количественного распределения н-алканов с максимумами на C16 и С24. Отношение пристана к фитану 1,08. Исходя из геохимической и термобарической обстановки в районе Арнаклыч - Леккер, можно ожидать залежь первичных газоконденсатов, иногда с нефтяными оторочками, по генетической природе близкими к газоконденсатам южного блока Даулетабадского месторождения.

Газоконденсатнонефтяные УВ прогнозируются в Калаиморском прогибе в отложениях нижнего мела и нижней - средней юры. С юрой связаны повышенные концентрации жидких УВ на глубинах 3-3,2 км. Об этом свидетельствуют притоки нефти и соответствующий этим флюидам термобарический режим: Т 130-137 °С, Кc прогнозные 1,2-1,35 (см. рис. 1, б,20), а также геохимическая обстановка, которая в диагенезе была слабовосстановительной или восстановительной. Средние значения концентраций ОВ 0,7-0,8 %, степень его катагенной превращенности отвечает стадии МК3. Содержание ХБА в разрезе скважин колеблется от 0,2 до 0,08 %. Специфичен групповой УВ-состав ХБА глинистых разностей пород с относительно низким содержанием масляной фракции (в среднем 30 %) при повышенных количествах асфальтенов (до 20 %).

При сопоставлении составов газоконденсатнонефтяных и газоконденсатных УВ-месторождений Чеменибид (скв. 7 и 12) с ОВ как сингенетичным, так и эпигенетичным в разрезе скв. 7 выявлено наличие тесных генетических связей, что позволило охарактеризовать нижне-среднеюрские отложения Калаиморского прогиба как самостоятельный сингенетично нефтегазоносный комплекс. Источником образования УВ являлось исходное ОВ нефтегазоматеринских пород преимущественно гумусового состава, о чем свидетельствуют тримодальный характер молекулярно-массового распределения н-алканов с максимумами на C18, С22 и С25, высокие значения отношения пристана к фитану (2,64:3,67, S ЦГ/S ЦП=2,65-4,66) и крайне низкие значения генетического показателя ароматических УВ

Таким образом, раздельный прогноз нефте- и газоносности позволил выделить ряд зон пространственного размещения УВ в глубокопогруженных пластах Юго-Восточной Туркмении. Инструментом прогноза послужила модель генетической фазовой зональности УВ. Интерес представляют зоны жидких УВ, приуроченные к карбонатным отложениям надсолевой (титон) и подсолевой (келловей-оксфорд) юры Мургабской впадины.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.     Барташевич О.В. Нефтепоисковая битуминология.- М.: Недра,- 1984,- С. 54-178.

2.     Генетические типы газоконденсатов и нефтей юга Сибирской платформы / Е.И. Сорокова, Л.Н. Фомичева, Ю.В. Самсонов, А. А. Бобылева // Геология нефти и газа.- 1987.- № 1,-С. 9-13.

3.     Ермолкин В.И., Сорокова Е.И. Фазовая зональность углеводородов в земной коре // Обзор. Сер. Геол., геофиз. и разработка нефт. м-ний,- М.: ВНИИОЭНГ,- 1989.- С. 55.

4.     Ермолкин В.И., Сорокова Е.И., Бобылева А. А. Формирование углеводородных скоплений в подсолевом комплексе Прикаспийской впадины // Советская геология.- 1989.- № 3,- С. 31-40.

5.     Максимов С. П., Дикенштейн Г. X., Лоджевская М. И. Формирование и размещение залежей на больших глубинах.- М.: Недра.- 1984,-С. 286.

Abstract

Regional petroleum potential forecasts have been made on the basis of thermobaric and geochemical indicators using a model for hydrocarbon phase zonation, shown in paleotemperature coordinates, and the coefficients of ultrahydrostatic character of reservoir pressures with due regard for the paleotectonic reconstruction. Based on the promotion of methodical geological/geochemical recommendations, a local prediction of first priority areas for deep drilling for liquid fluids in the Mesozoic deposits has been made. It has been found that oil accumulations may be present at a depth of about 3.5 km in the Tithonian occurring within the Murgab deep fault area. Both oil and gas-condensate accumulations are being forecasted in the Callovian- Oxfordian at depths of 4-5 km.

 

Таблица Распределение газоконденсатных залежей в зависимости от термобарических условий

Месторождения

Горизонт

Глубина, KM

T, °c

Кс

Восточный Кумбет

K1V

4,2

135

1,1

»

Y3t

4,3

136

1,15

Караджаулак

Y3t

4,4

145

1,15

Западный Шатлык

K1h

3,4

140

1,0

»

K1v

3,6

145

1,2

Восточный Шатлык

K,h

3,3

137

1,0

Теджен

K1h

3,9

147

1,1

Восточный Теджен

K1h

3,8

145

1,1

Моллакер

K1h

3,8

145

1,0

Шоркель

K1h

3,7

142

1,05

Чаача

K1h

4,1

146

1,15

»

Y3t

4,5

152

1,3

»

Y3k

4,7

170

1,35

Даулетабад (северный блок)

K1h

3,6

139

1,1

Даулетабад (южный блок)

K1h

3,0

120

1,2

Шоргель

K1h

3,0

125

1,1

Арнаклыч

K1h

3,3

128

1,2

Чеменибид

K1h-br

2,9

135

1,0

»

Y1-2

3,0

137

1,1

Моргуновское

Y1-2

2,8

136

1,2

 

Рис. 1. Модель генетической фазовой зональности УВ.

а - ОВ нефтегазоматеринских пород; Западно-Кубанский прогиб: 1 - глубина 4,5-5 км, 2 - глубина 5,5 км; 3 - Предкарпатский прогиб (5 км). Здесь и далее в скобках дана глубина, км: 4 - Галф-Кост (4,5), 5-Прикаспийская впадина, скв. Биикжальская (5,7), 6 - прогиб Анадарко, скв. Берта-Роджерс (7-7,5), 7 - Тунгусский регион Сибирской платформы; юг Сибирской платформы: 8 - (8,5), 9 - 4,2; б - прогнозные залежи Туркмении. Площади: 10 - Южная Иолотань, 11 - Майская (келловей-окфорд), 12 - Иолотань, 13 - Майская (оксфорд-титон), 14 - Кели, 15 - Шарапли, 16 - Яшлар; Даулетабад: 17 - северный блок, 18 - южный блок, 19 - Арнаклыч, 20 - Чеменибид

 

Рис. 2. Схема прогноза зон нефтеносности и газоносности в отложениях верхней юры Юго-Восточной Туркмении.

Зоны нефтегазонакопления: 1 - нефтяная, 2 - газоконденсатнонефтяная, 3 - газоконденсатная, 4 - газоконденсатногазовая; 5 - области отсутствия отложений комплекса. Залежи, притоки: 6 - газовые, 7 - нефтяные, 8 - газоконденсатные, 9 - газоконденсатнонефтяные, 10 - прогнозные. Границы: 11 - зон нефте- и газонакопления, 12 - распространения соленосных отложений, 13 - крупнейших тектонических элементов, 14 - геоструктурных элементов; 15 - основные глубинные разломы (цифры в кружках): 1 - Репетек-Келифский, 2 - Мургабский, 3 - Бадхыз-Карабильский. Месторождения и залежи: 1 - Кели, 2 - Еланы, 3 - Шарапли, 4 - Сейраб, 5 - Байрамали, 6 - Елкуи, 7 - Майская, 8 _ Южная Иолотань, 9 - Яшлар, 10 - Молодежная, 11 - Ширамкуи, 12 - Шахмола, 13 - Гышкуи, 14 -Леккер, 15 - Дашуюк, 16 - Арнаклыч, 17 - Карабиль, 18 - Калаимор, 19 - Чеменибид, 20 - Сандыкачи, 21 - Даулетабад, 22 - Чаача, 23 - Шордепе, 24 - Моллакер. 25 - Шоркель, 26 - Восточный Теджен, 27 - Теджен, 28 - Шатлык